新型电力系统下储能政策及商业模式分析_李建林.pdf

新型电力系统下储能政策及商业模式分析李建林1，梁策1，张则栋1，梁忠豪1，杨夯2（1.北京未来电化学储能系统集成技术创新中心，北方工业大学，北京100144；2.国网山东省电力公司经济技术研究院，济南250021）摘要：中国能源结构的变革促成了电力系统的转变，储能加入新型电力系统，有助于维持系统的安全、稳定。因此，多能互补和“源网荷储一体化”是新型电力系统的发展趋势。文章首先从“十四五”期间国家及地方出台的储能产业相关政策出发，着重梳理了新能源配储、电价机制完善以及电力市场改革三方面的政策，研究在政策指导下，储能将自身功能效益与经济效益变现的方法。其次，将储能应用场景与储能现有技术类型相结合，明确不同类型的储能技术在不同应用场景中的价值定位。最后，基于当前采用“自投资+自运营”储能商业模式时投资方难以找准收益点的现象，对该商业模式进行分析，为后期储能产业的大规模商业化提供参考价值。关键词：新型电力系统；储能政策；应用场景；商业模式Analysis of Energy Storage Policies and Business Models in New Power SystemLI Jianlin1，LIANG Ce1，ZHANG Zedong1，LIANG Zhonghao1，YANG Hang2（1.Beijing Future Technology Innovation Centre for Electrochemical Energy Storage System Integration，North China University ofTechnology,Beijing 100144，China；2.Economic&Technology Research Institute of State Grid Shandong ElectricPower Company，Jinan 250021，China）Abstract:The change of China s energy structure has contributed to the transformation of new power system.The addition of energy storage to the new power system helps to maintain the security and stability of the system.Therefore，multienergy complementation and“integration of sourcenetworkloadstorage”are the development trends of newpower system.Starting from the policies of energy storage industry issued by the state and local governments duringthe“14th FiveYear Plan”period，this paper combes the policies of new energy equipped with energy storage，the improvements of the power mechanism and power market reform and studies the methods of realizing the functional andeconomic benefits of energy storage under the guidance of the policies.Secondly，the application scenarios of energystorage are combined with the existing types of energy storage technologies，clarifying the value proposition of different types of energy storage technologies in different application scenarios.Finally，based on the current phenomenonthat it is difficult to find the right point of return when adopting the“selfinvestment+selfoperation”business modelfor energy storage sites，the business model is analyzed to provide reference value for the largescale commercialization of the energy storage industry in the future.Key words:new power system；energy storage policy；application scenarios；business model0引言高比例新能源渗透率下，多能互补和“源网荷储一体化”1-2是解决新型电力系统“双高”、“双随机”问题的关键3。因此，储能是构建新型电力系统的重要支撑。“十四五”期间，国家及地方针对储能第59卷第7期：010401162023年 7月16日High Voltage ApparatusVol.59，No.7：01040116Jul.16，2023DOI:10.13296/j.10011609.hva.2023.07.012_收稿日期：20221129；修回日期：20230127基金项目：北方工业大学科研启动基金项目资助(110051360022XN10703)；国家自然基金面上项目(52277211)。Project Supported by Research Startup Fund of North China University of Technology(110051360022XN10703)，NationalNatural Science Foundation of China(52277211).产业相继出台多项政策，保障储能产业顺利实现由商业化初期向规模化发展的转变。自2017年五部委发布 关于促进储能技术与产业发展的指导意见 以来，国家及地方连续出台多项政策促进储能产业发展。现有储能政策大多体现在产业与技术的指导性意见中，其次停留于推动储能在源、网、荷三方的配建，提升储能装机规模的层面，在储能的市场准入规则、服务补贴政策、电力市场交易机制等商业化推广方面的力度略显不足。储能集充放双向调节功能于一体且具有能量时移特性，能提升新能源消纳水平，实现弃电增发；同时，储能还可有效平抑新能源波动性，维持新型电力系统源荷匹配，保障新型电力系统运行的安全性与稳定性。但储能作为一种新兴产业，初始投资成本高，尚未实现平价化推广，其本身的容量扩充效益4、能源节约效益、绿电环保效益等难以迅速实现价值变现。经济效益的不足掣肘了储能在新型电力系统中的大规模商业化推广。文中盘点了储能产业在参与新型电力系统构建的过程中，能体现其自身功能效益与经济效益的政策；并从源、网、荷三方入手，分析与之相匹配的储能技术类别及应用场景，探索适应储能大规模发展的商业模式。1国家政策中国储能产业正处于从商业化初期向规模化过渡的关键阶段，连续性的国家指导政策有助于储能产业可持续发展5-6。“十四五”期间，全国已发布储能政策700余项，涉及产业指导、“源网荷”三侧应用、电力市场、政策补贴等多个领域。“十四五”期间储能部分政策见图1。2021 年7月，国家发改委、能源局联合发布 关于加快推动新型储能发展的指导意见，指出新型储能是未来新型电力系统的重要支撑，与能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力息息相关。储能的商业化水平决定了新型电力系统的建设基础，其根本在于政策环境、电力市场体系及价格机制。国家以政策为引导，着力推动新型储能建设、多种能源协同发展7、电力市场改革，旨在提升电力系统稳定性8，并促进电力行业实现碳达峰、碳中和。图1“十四五”期间储能部分政策Fig.1Part of the energy storage policies during the“14th FiveYear Plan”1.1新能源配储政策中国三北地区及东南沿海地区风电资源丰富，可大力发展陆风及海上风电；西藏、青海、新疆等西部地区光照资源充足，适宜集中式光伏发电，而国构网型储能系统关键技术及工程应用李建林，梁 策，张则栋，等.新型电力系统下储能政策及商业模式分析 1052023年7月第59卷第7期内用电区域主要集中于东部及内陆地区9，存在资源的产用分配不协调问题。新能源本身具有间歇性与波动性，不适宜直接并网及长距离输电，迫使绿电就地消纳，新能源发电端自身用电需求不高也进一步导致大量弃电的产生。储能参与新能源发电并网，有助于保持全国范围内的电力发用平衡，解决弃风、弃光问题，提升新能源发电实际并网率，维护电力系统的安全、稳定性。为此，国家出台多项政策保障新能源配套储能发展。国家能源局在 关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和20222030年预期目标建议的函 中提到为实现2030年风电、光伏装机总容量达到12亿千瓦以上的目标，国家将对各省级行政区域设置双消纳责任权重，进行双消纳双考核，且两类权重均应逐年提升或至少不降低10。各地根据硬性指标规定的消纳责任权重，结合自身新能源建设情况，设定配储比例及时长。随后，国家发改委、能源局印发 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4 h以上，下同)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。基于储能对于实现“双碳”目标的重要意义，国务院也在后续 2030年前碳达峰行动方案 中提到，将积极发展“新能源+储能”、“源网荷储一体化”和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统纳入“碳达峰十大行动”。此外，国家能源局负责人在 推动“十四五”可再生能源高质量跃升发展11中表示：要加快实施可再生能源替代行动，优化发展区域布局，将就地消纳与外送消纳相结合，提升可再生能源消纳和存储能力。为了平滑新能源场站出力，提升新能源消纳率，国家以硬性指标规定新能源强配储能为主，配储场站优先并网、优先消纳等优惠条件为辅，通过软硬并施的方式鼓励发电企业自觉参与到新能源消纳、系统调节资源建设中。一方面，利用储能提高了电力系统的灵活性，大幅缓解了弃风弃光现象；另一方面，储能的引入有助于稳定电网，使新能源成为电网友好型优质电源，促进电力系统完成绿色低碳转型。1.2电价机制政策传统的“计划经济”电价形成机制无法实时反应电力供需关系，并且电力产销环节疏导度不高，导致难以调动发电侧发电、用户侧用电的积极性。将电价形成机制由“计划经济”向“市场经济”过渡，进一步提升了市场在资源配置中的主导作用，有助于中国电力产业可持续发展。国家发改委在 关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见 中指出，完善抽水蓄能产业两部制电价政策，以容量电价明确抽水蓄能调频、系统备用等辅助服务价值，促进产业成本回收；以电量电价体现抽水蓄能调峰服务价值，并通过电量电价引入竞争价格机制，推动抽水蓄能产业参与电力市场改革及电力现货交易的积极性。抽水蓄能价格机制的完善为后期新型储能产业的相关改革做出了示范引导，推动整体储能产业可持续发展。为整体部署“十四五”期间中国价格机制改革工作，国家发改委发布 关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知，明确要深化价格机制改革的总目标，提出应理顺输配电价结构，完善可再生能源价格形成机制并建立新型储能价格机制。对销售电价进行改革，促使经营性电力用户进入电力市场，通过分时电价、阶梯电价、差别电价等电价政策发挥价格对产业的引导作用。针对分时电价，国家发改委发布 关于进一步完善分时电价机制的通知 对峰谷差率进行了明确规定：上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4 1；其他地方原则上不低于3 1。合理拉大峰谷电价价差可充分发挥电价信号作用，引导用户自行削峰填谷，缓解高峰时段电网压力。拉大的峰谷价差、多数量的峰谷时段，提高了储能设备使用效率，为其提供了更广阔的盈利空间。在此基础上，国家发改委价格成本调查中心进一步提出 完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统，并强调应结合各类储能技术应用特点，提出能够体现其价值和经济学属性的成本疏导机制，解决储能投资商回本困难问题，提升社会主动投资意愿。为推动储能参与电力市场，国家发改委、能源局印发 关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知，提出探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收；独立储能向电网送电，其相应充电电量不承担输配电价和政府基金及附加。国家从电价组成结构入手(销售电价=上网电价+输配电价+政府性基金)，通过增利润、降成本的方式，提升了储能参与电力市场的积极性。价格机制改革对可再生能源及储能产业的资源价值做出认可，并以市场决定竞争性领域的价格，理清其参与市场的环节，多渠道疏导产业成本，扭转储能运 106营盈亏局面。1.3电力市场体系政策新型电力系统中，以风电、光伏为代表的新能源发电比例持续上升，用户侧可调节负荷、储能等新型主体也不断涌入市场。国家陆续出台电力市场相关政策，完善各新型电力市场主体准入机制，丰富电力交易品种，鼓励开展中长期电力交易，保障电力长期供需稳定，充分利用电力市场实现资源优化配置。国家发改委、国家能源局在 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见 中强调：到2025年，初步形成有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制，全国统一电力市场体系初步建成，到2030年，新能源全面参与市场交易，多元市场主体公平竞争；随后又在 关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见 中提到：加强区域电网互联互通，推动跨省跨区电力交易，完善可再生能源电力消纳保障机制，鼓励各地区建设“源网荷储一体化”、多能互补的新型能源系统，支持分布式电源、储能等新型市场主体独立参与电力交易并完善相应电价机制12。在推动储能并网、参与电力辅助服务方面，国家能源局印发“两个细则”(电力并网运行管理规定、电力辅助服务管理办法)，提出将新型储能、虚拟电厂等纳入辅助服务市场的新主体，丰富电力辅助服务新品种，健全辅助服务交易价格，完善服务费及服务补偿机制。为进一步促进新型储能参与电力市场，国家发改委、能源局、财政部联合印发“十四五”可再生能源发展规划，明确新型储能的独立市场主体地位，完善其参与电力市场的各项交易机制和技术标准，发挥储能的多元功能，促进储能源、网、荷的多场景应用；在后续 关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知 中，再次提出满足相应条件的新型储能可以独立身份或联合所属电源参与电力市场，充分发挥了新型储能在电力辅助服务中的技术优势。综上，国家正在加快推动适应新能源结构转型的电力市场机制建设，破除省(区/市)间电力市场壁垒，实现电力资源共享互济。建立开放、友好的电力市场，推动新型储能参与电网辅助服务，有利于形成多元竞争的电力市场格局，赋予电力系统更多灵活调节资源，增强综合调节能力，提升电力系统的运行效率13。2地方政策2022年上半年中全国各省份地区共发布储能相关政策400余项，涉及产业发展、产业应用、市场机制、价格补贴四大方向(详见图2)。其中，产业发展包括产业规划和技术指导；产业应用涵盖源网荷三侧应用；市场机制包含市场规则、价格机制、辅助服务和现货交易。可以看出储能产业上中下游均有政策引导，产业发展全面。图22022年上半年地方性政策统计Fig.2Statistics of local policies in the first half of 20222.1新能源配储政策在“双碳”目标和新型电力系统建设等国家能源战略指引下，中国各地区，尤其是风、光等可再生资源丰富的省市积极出台鼓励新能源配储的相关政策，推动电力市场改革与建设，引导新型储能参与电网辅助服务系统。同时，东部省份产业聚集区域陆续出台储能参与当地电力系统的指导规范，并鼓励公共区域、产业园区等配套建设储能设施14。截止2022年6月底，中国部分资源丰富地区风电、光伏发电装机容量见图 3，内蒙古地区风电装机高达4 157万千瓦，储能规模容量较小，仅为460万千瓦/1 440万千瓦时，据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2022年1-6月蒙东地风电利用率仅为88.7%，远低于其他地区及平均水平95.8%；青海光伏装机1 691万千瓦，并网电化学储能电站容量为36万千瓦/49.8万千瓦时，富集的风、光资源导致新型储能配比远低于10%，因此1-6月光伏利用率为89.1%，远低于其他地区及平均值97.7%。因此，各省市在电源侧和电网侧积极推进“新能源+储能”项目模式，不仅有利于提升资源消纳，促进能源应用，并且能够有效平抑新能源独立并网所引起的波动性等问题。各地陆续发布新能源配储项目应用技术规范及储能容量等技术要求，例如，浙江省发改委出台 关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知 规定储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%，交流侧效率不应低于85%，放电深度不应低于90%，电站可用率不应低于 90%。目前，多数地区采取配储比例不低于10%，储能时长不低于2 h鼓励政策，如浙江、宁夏、湖北部分地区；也有部分地区，如海南、山东、内蒙古等，对自身新能源消比例纳提出更高要求，配储构网型储能系统关键技术及工程应用李建林，梁 策，张则栋，等.新型电力系统下储能政策及商业模式分析 1072023年7月第59卷第7期比例在15%30%之间，时长设置为24 h，见图3。除了对已建集中式新能源电站的储能配置及并网要求外，各省市出台的“十四五”能源规划不仅明确鼓励“新能源+储能”的应用模式，且对新能源的发电应用场景明显从集中式向分散式倾斜，鼓励配置储能比例超预期的项目加速并网投运并提供相应补贴。中国部分地区“十四五”期间新能源及储能规划方案见表 1，河北、山东、江苏、浙江等地区出台多项举措大力发展整县制光伏示范应用及公共机构、产业园区屋顶分布式光伏项目，到2025年，对新建建筑综合光伏利用率不应低于30%。图3我国部分地区新能源装机及配储要求Fig.3Requirements for new energy installation and storage in some regions of China青海省实行“一体化”开发模式，对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所售的省内电网电量，给予0.1元/度电运营补贴。甘肃、河南、广东、重庆、贵州、内蒙古等地也都明确推行“两个一体化”政策。集中式共享储能建设以天津、青海、山东、湖北、陕西等为主，山东省鼓励新能源项目自建或租赁储能配套设施，支持各类市场主体投资建设运营共享储能设施，对参与调峰、调频的示范项目给予补偿。此外，山东、浙江等地规划中均提到储能可作为独立市场主体参与电力市场交易15；其中山东省的独立储能已走入电力现货交易市场，进一步扩大了储能盈利空间。2.2峰谷电价政策峰谷电价价差的拉大，进一步提升了储能通过购售电盈利的空间，激发储能产业参与电力市场的积极性；同时，合理拉大峰谷电价价差有利于调动电力系统中的可调节负荷，缓解发电侧压力。根据发改价格 2021 1093号对全国性峰谷电价价差的规定，各省份应结合自身用电情况，进一步扩大峰谷电价差并对不同电价的时间段进行详细规划16。因此，部分省份进一步出台尖峰电价机制(见表2)。纵观2022年上半年全国各省市区的工商业峰谷电价差，电价差均值为0.7元/kWh。其中广东珠三角五市的峰谷电价差均值最高，达到1.273元/kWh；甘肃工商业电价峰谷电价差最低，仅为0.273元/kWh。高比例的峰谷价差，附加部分地方多峰谷时段的优势后(储能每日至少能两充两放)，储能在电价套利中获取的收益将相当客观。此外，拉大的峰谷电价价差还能充分发挥价格引导作用，促使电力用户自行削峰填谷，缓解电网压力，提升电力系统安全稳定性17。2.3电力市场体系政策国内各省市电力市场体系不尽相同，储能参与电力市场的方式也有一定差异。从发展趋势来看，大部分地区正不断提升电力市场对储能的开放程度，重点完善储能参与电力辅助服务、电力现货市场方面的政策。华东地区电力辅助服务主要侧重于规范服务品种类别，明确服务补偿价格。华东区域电力并网运行管理实施细则(模拟运行稿)指出：发电主体、新型储能、可调节负荷等均可作为并网主体，满足相应条件的源、荷侧储能可作为独立主体参与电力辅助服务，参与有偿一次调频、AGC 控制、APC、有偿无功调节、深度调峰、黑启动等服务可以获取相应服务补偿，其中AGC服务基本补偿标准为360元/兆瓦 月、调用补偿标准为3元/兆瓦；APC服务基本补偿标准为240元/(兆瓦 月)、调用补偿标准为4.5元/兆瓦；有偿无功补偿标准为15元/兆瓦时。山东省是华北地区电力市场发展的重点区域，以独立储能为重点发展形式，并促成电力市场机制由电力辅助服务向电力现货交易转变。“十四五”期间山东省先后发布 关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施、关于电力现货市场分时输配电价有关事项的通知 与 关于电力现货市场 108表1中国部分地区“十四五”期间新能源及储能规划方案Table 1New energy and energy storage planning scheme in some regions of China during the“14th FiveYear Plan”地区河北山东内蒙古江苏浙江河南青海宁夏广东贵州时间202112202105202111202201202207202203202109202206202202202205202106202202202101202202202107202209202203202204政策关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知河北省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要关于公布2021年市场化并网项目名单的通知山东省可再生能源“十四五”规划内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则(2022年版)内蒙古自治区“十四五”电力发展规划省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见浙江省能源发展“十四五”规划的通知关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知河南省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划青海省支持储能产业发展的若干措施(试行)青海省“十四五”能源发展规划关于加快促进储能健康有序发展的通知宁夏回族自治区能源发展“十四五”规划的通知广东省新能源发展“十四五”规划的通知贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划主要内容冀北电网区风、光电站同步按照20%、4 h，其他区域按照15%、4 h，南网区域光伏电站按照20%、2 h配置储能装置到2025年，风、光发电装机容量将达9 700万千瓦，县、市公共机构至少各建成10个装机容量100 kW的分布式光伏发电系统，省直公共机构至少建成20个新能源场站灵活调节能力方面，应按不低于10%、2 h配建或租赁储能或制氢设施到2025年，山东省风、光发电装机容量将达8 300万千瓦，党政机关、公共建筑、厂房、农村屋顶安装光伏发电比例分别不低于50%、40%、30%、20%示范项目需在电源侧或用户侧配置调峰能力不低于新能源规模15%的电储能，时长4 h，优先支持调节能力强的“一体化”项目到2025年，新能源装机规模达1.35亿千瓦以上，开展超低能耗、零碳建筑等示范项目，推广太阳能光伏一体化建筑项目应用长江以南、以北地区新建光伏电站分别按8%、10比例配建2 h调峰储能电站，储能运行期内容量衰减率20%，交流侧效率85%，放电深度90%，电站可用率90%到 2025 年，全省可再生能源装机将达 6 600 万千瓦，占总装机比重超34%，推进公共机构分布式光伏建设，力争实现光伏覆盖率达到50%推进整县光伏建设，打造百万千瓦级海上风电基地，统筹推进氢能制储输用全链条发展，加快新型储能设施建设，鼓励“源网荷储”一体化应用示范到2025年，全省光伏发电装机容量达到2 750万千瓦左右，分布式光伏装机比重超过50%，新建公共建筑、厂房屋顶光伏覆盖率达到30%I类区域消纳规模：3 GW，配储10%、2 h，总规模300 MW/600 MWh；II类区域消纳规模：1GW，配储15%、2 h，总规模150 MW/300 MWh；III类区域协商规定消纳规模，配储20%、2 h到2025年，新增光伏并网容量1 000万千瓦，加快屋顶光伏整县推进，开展光伏建筑一体化示范，建设高质量“光伏+”应用，探索光伏发电与5G、制氢、新能源汽车充电设施等新领域高效融合实行“新能源+储能”工程开发且优先模式，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%、2 h，同时新投运水电站与新能源、储能容量配比达到1 2 0.2到2025年，光伏发电装机容量达到4 580万千瓦，整县推动分布式光伏发电应用，发展分散式风电，促进清洁能源就地开发、消纳新能源项目储能配置比例至少为10%、2 h，储能设施与新能源项目同步投运，鼓励储能参与电力辅助服务市场到2025年，风、光发电装机达到5 000万千瓦以上，坚持集中开发和分布开发并举、扩大外送和就地消纳结合，建设一批集中式百万千瓦级光伏基地，开展整县屋顶光伏开发，提高用户侧光电应用比例到2025年，新增光伏发电装机容量2 000万千瓦，因地制宜建设集中式光伏电站项目，积极推进光伏建筑一体化建设，推动光伏在交通、通信、数据中心等领域的多场景应用到2025年，新增光伏装机2 043万千瓦，推动公共机构建筑屋顶安装光伏发电设施，鼓励公共机构建设连接光储微网系统，力争屋顶光伏面积覆盖率达到50%构网型储能系统关键技术及工程应用李建林，梁 策，张则栋，等.新型电力系统下储能政策及商业模式分析 1092023年7月第59卷第7期容量补偿电价有关事项的通知 等多项文件，除了鼓励储能通过参与电力辅助服务获取服务费用外，明确支持独立储能参与电力现货市场，完成购售电，其相应充电量不承担输配电价和政府性级及附加；对参与电力现货市场的新型储能示范项目按独立储能的2倍标准进行容量补偿；此外，推动新型储能示范项目在全省范围内的租赁使用，有效提升了储能电站的利用效率。山东省依托电力现货市场，创新了储能参与电力市场的方式，对其他省市后续完善电力市场政策、推进相应改革，做出了先行示范。南方电网积极推动区域性电力市场发展，南方区域跨区跨省电力中长期交易规则 统一区域内绿电参与电力交易的基本规则，明确储能参与电力市场的身份，向电力用户开放电力市场，完善电力交易形式，疏导绿电产销通道。针对电力并网与电力辅助服务，南方电网出台了“两个细则”(电力并网运行管理实施细则、电力辅助服务管理实施细则)，进一步缩小区域内各省的辅助服务补偿差距，激发跨省(区)的辅助服务交互调配；适度降低储能参与电力市场辅助服务的门槛，提升储能在电力市场中的参与度；规定独立储能电站充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，提升其参与电力市场的购售电积极性。西北地区中，新型储能主要参与调峰、调频辅助服务，在新型储能独立主体身份的明确、区域内电力交易的多层统一等方面还有待完善。东北地区存在电热矛盾，储能以参与调峰、调频辅助服务为主。华中地区新能源装机规模大，弃电现象严峻，储能大多应用于系统调峰。随着未来能源进一步转型升级，市场化机制的不断完善，电力市场将会呈现以下发展趋势：电力辅助服务的补偿力度及范围会继续变大，电力交易品种将进一步得到丰富；电力市场交易将打破省区禁锢，尽快形成跨省跨区交易模式，实现资源灵活调度，拉动各地区电力市场发展；储能作为独立主体参与电力市场的身份逐渐被认可，有更充足的空间发挥自身灵活性优势；除了完善储能参与各项电力辅助服务的细则，形成储能的电力现货市场准入机制之外，提升储能充放效益将在更多省份得到推广18。3储能典型应用场景分析储能大规模商业化的实现基于丰富的应用场景。多元化的应用场景拓宽了储能的盈利路线，但在探索创新应用场景的同时也应考虑多种储能技术的优势19，二者匹配有利于不同的应用场景根据自身价值定位精准使用对应的储能技术，充分发挥储能功能特性，挖掘“源网荷储一体化”下储能的经济效益潜力20。“源网荷储一体化”弥补了新能源高渗透率下新型电力系统在调节灵活性、运行稳定性等方面的欠缺21。分析储能在发电侧、输配电侧、用户侧、可表2部分地区电价改革政策汇总Table 2Summary of electricity price reform policies in some regions省份山东浙江江苏安徽福建时间202203202109202110202110202104文件关于完善居民分时电价政策的通知关于进一步完善我省分时电价政策有关事项的通知关于进一步做好深化燃煤发电上网电价市场化改革工作的通知关于工商业用户试行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价的通知关于福鼎等7个县级电网实行销售侧峰谷分时电价政策的通知峰谷电价水平居民用户：峰段电价上涨0.03元/度，谷段电价依非采暖季与采暖季分别降低0.17元/度和0.2元/度；充电桩：峰段上涨0.17元/度，谷段降低0.17元/度提高大工业高峰电价 0.06元/度，降低大工业低谷电价 0.063 8元/度大工业用电：峰谷平电价比：1.719 6 1 0.418 5；普通工业用电：峰谷平电价比：1.671 9 1 0.451 8用电容量100 kVA及以上“工商业及其他用电”类别的用户执行峰谷分时电价。低谷电价下降58.8%，高峰电价上浮81.3%，其他月份高峰电价上浮71%福鼎等7个县高峰时段电价上浮20%50%；低谷时段下降25%50%尖峰电价机制工商业用户：在峰段电价基础上上浮20%提高大工业尖峰电价0.056元/度对 315 kVA 及 以上的大工业用电，以峰段电价为基础，上浮20%工商业用户：在当日高峰时段购电价 格 上 浮 0.072元/度电价时段划分两 尖 峰、两 高峰、四平段、两低谷两高峰、两低谷两 尖 峰、两 高峰、三平段、一谷段两 高 峰、一 平段、一低谷三 高 峰、两 平段、一低谷 110再生能源并网、电力辅助服务等方面的应用场景22，有助于明晰储能在各领域的商业模式和运营模式，形成合理稳定的收益方式。储能的应用场景主要存在于源、网、荷三侧23以及电力辅助服务中。当下国内电力辅助服务市场以调频、调峰为主。储能具有快速响应、精准调节的优势，结合各地现有电力辅助服务市场规则及参与服务补偿机制，有利于储能投资商的成本回收。新能源发电受自然条件影响较大，发电不具备可控性，通过储能场站对新能源发电进行爬坡控制可极大程度提升绿电稳定性，平滑间歇性绿电。储能场站根据负荷预测曲线、新能源预测出力等，制定次日充放电时段计划，参与次日电力现货市场交易，进行负荷跟踪，也可通过市场供需关系反应的价格信号获得可靠收益24。多地新出台的高比例峰谷电价、尖峰电价机制，也为新能源配建储能场站利用电能时移来峰谷套利以及配建储能的用户降低购电成本等提供了更大的空间。此外，储能亦可延缓输电设施建设，缓解新能源汽车等电力用户的增速过快，带给配电网的扩容压力25。单一储能技术无法适配新型电力系统未来的多种应用场景，因此需要将储能应用场景与储能技术类别相结合，文中对储能应用场景做出的进一步划分见图426-27。常用电气储能为飞轮储能、超级电容储能、超导储能，在秒级至分钟级应用场景中具备一定优势，但成本以及能量密度问题暂时制约了其规模化应用。电化学储能包含各类电池，如锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池等，电化学储能建设周期短、适用范围广、能量密度高、技术相对成熟，但在安全性、原料成本等方面仍待进步。物理储能指抽水蓄能、压缩空气储能等，其中抽水蓄能是当前较为成熟的储能技术，具有容量大、度电成本低、设备折旧慢等特点，但其项目投资规模大、建设周期长、易受地形环境影响等缺点，在一定程度上抑制了其发展应用。热储能和化学储能即熔融盐储能、储冷、电解水制氢28及合成天然气，是中长时新型储能的主要支撑力量，具备跨时间尺度大、跨区域范围广的技术优势，目前在国内虽尚未得到充分重视，但其对于保障电力系统供电可靠性、安全性的重要程度不言而喻，未来需加大发展力度，以实现中国不同时间尺度储能技术的全面发展，形成短时储能在外灵活调节，中长储能在内稳定支持的局面。图4基于源网荷三侧及不同技术类别的储能应用场景Fig.4Energy storage application scenarios based on the three sides of source network load and different technical categories此外，鉴于地区间资源禀赋、电网架构、负荷种类及规模的差异，储能应用不应盲从部分示范点的已有模式，应利用不同类型的储能技术，精准弥补自身不足。例如山西、广东等地调频资源匮乏，需要建设短时或中长时高功率储能；西北地区的发电能源结构使其在供热时段、水电大发时段调峰能力不足，并进一步导致了当地弃风弃光的问题，需加强中长时、能量型储能建设。4“自投资+自运营”商业模式分析随着新型电力系统改革的推进与各地新能源项目数量的增加，储能市场不断壮大，但尚未成熟构网型储能系统关键技术及工程应用李建林，梁 策，张则栋，等.新型电力系统下储能政策及商业模式分析 1112023年7月第59卷第7期的商业模式阻碍了储能产业后续的大规模商业化推广，具体体现在储能难以高效消纳源侧弃电、参与网侧系统调节、管理用户侧能量等方面。考虑到当前多数对储能场站采取“自投资+自运营”商业模式的投资者难以充分发挥储能价值、产生高效收益的问题，对该商业模式进行详细剖析将在一定程度上助力储能与“源、网、荷”三侧深度耦合，全面释放储能价值29，加快投资方成本回收，模式示意图见图5。“自投资+自运营”模式主要针对源侧新能源配建储能、火储联合发电以及用户侧的分布式储能。该模式中，新能源场站、火电厂、电力用户自行出资建设并独立运营储能场站，同时外包或自承担场站的检修工作30。根据国家硬性新能源消纳指标，各地大型新能源场站均不同程度地配建储能，尤其在新能源装机规模较大的省份，如具有先天风光资源优势的内蒙古、青海、甘肃、新疆等地有广泛应用。新能源配建储能有利于减少弃风弃光，平滑出力，提升自身发电质量，该模式为标杆电价较高地区的新能源场站提供一定的盈利空间31。文32提出一种基于度电成本的新能源配储经济性量化方法，经该方法测算，风电场、光伏电站配储后，可在减少弃电、减少深度调峰分摊两方面有效节约场站运营成本，并通过弃电增发提升收益水平。三北地区风光资源丰富，但存在电力消纳与电力送出问题，大型风光基地配储促进自身消纳的同时，还可选择参与电力市场，提供有偿电力辅助服务获取相应补偿，并通过减少电网“双细则”考核罚款来变向增收。根据国能监管 2016 164 号文件要求，三北地区电储能放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算；同时，以西北100 MW风电场为例，结合当地“双细则”考核办法，得出风电按10%、2 h配储可减少罚款9.6万元；按15%、2 h配储可减少罚款12.4万元33。与常规电源相比，新能源发电除了具有电能价值外，还具有绿电的环境价值，绿色电力交易试点工作方案 指出应疏通绿电交易、调度、结算等环节，优先保障绿色电力生产供应。中国碳交易市场价格约为5060元/吨，按火电厂每发电1 kWh需产生800克